Электрооборудование электрических станций, сетей и систем

Введение

Курсовой проект осуществляется на заключительном этапе учебной  дисциплины «Электрооборудование электрических  станций, сетей и систем», входе  которой осуществляется обучение полученных знаний и умений при решении комплексных  задач, связанных со сферой профессиональной деятельности будущих специалистов.

Цель курсового проектирования: систематизация и закрепление теоретически полученных знаний и практических умений по общепрофессиональным и специальным  дисциплинам. Углубление теоретических  знаний в соответствии с темой  проекта.

В Российской энергетике на долю КЭС приходится до 60% выработки  электроэнергии. Основными особенностями  КЭС являются: удаленность от потребителей электроэнергии, что определяет в  основном выдачу мощности на высоких  и сверхвысоких напряжениях, и блочный  принцип построения электростанции. Мощность современных КЭС обычно такова, что каждая из них может  обеспечить электроэнергией крупный  район страны.

До настоящего времени  уголь в электроэнергетике применяется  как разновидность органического  топлива исключительно для производства электрической и тепловой энергии, а эффективность этого процесса определяется только энергетическим КПД. В связи этим возникают экологические  проблемы, загрязнения окружающей среды.

Одним из основных направлений  повышения эффективности использования  угля, его конкурентоспособности  и экологичности является создание и внедрение в электроэнергетике  экологически чистых безотходных многоцелевых энергоустановок, в которых вся  органическая и минеральная масса  угля служит ценным природным сырьем для производства не только электроэнергии и тепла, но и других пользующихся широким спросом видов товарной продукции (смолопродукты, пар, зола, шлак, тепло, генераторный газ). Золу и шлаки  используют в производстве строительных материалов

В связи этим возникают  экологические проблемы, загрязнения  окружающей среды.Одним из основных направлений повышения эффективности  использования угля, его конкурентоспособности  и экологичности является создание и внедрение в электроэнергетике  экологически чистых безотходных многоцелевых энергоустановок, в которых вся  органическая и минеральная масса  угля служит ценным природным сырьем для производства не только электроэнергии и тепла, но и других пользующихся широким спросом видов товарной продукции (смолопродукты, пар, зола, шлак, тепло, генераторный газ). Золу и шлаки  используют в производстве строительных материалов.

1. Выбор схемы выдачи  электроэнергии.

 

1.1 Расчет нагрузок

Расчет нагрузок ведется  для каждого РУ по двум режимам:

режим максимальных нагрузок;

режим минимальных нагрузок. Расчет режима максимальных нагрузок.

Активную максимальную мощность нагрузки рассчитывают по формуле (1.1):

Р_{max i}=n_i*P_{ном i}*K_{c i},

где Р_ном - активная номинальная мощность нагрузки потребителя, МВт;

Р_тах - активная мощность нагрузки потребителя в максимальном режиме, МВт;

n - количества ЛЭП на ОРУ, Мет;

К_с- коэффициент спроса; i - принятый порядковый номер РУ.

Р_{тах 1}=5 200 0,75=750 МВт;

Р_{тах 2}=13-50 0,72=468 МВт.

Полную максимальную мощность нагрузки рассчитывают по формуле (1-2):

S_{тах i}=P_{max 1}/ cosφ

где S_max - полная максимальная мощность нагрузки одной ЛЭП, МВА;

cosφ - коэффициент мощности.

S_{max 1}=750/0,81=925,9 МВА;

S_{max 2}=468/0,9=520 МВА.

Реактивную максимальную мощность нагрузки рассчитывают по формуле (1.3):

Q_{max i}= √(S_maxi ² -Р_{max i}² ),

где Q_max - реактивная максимальная мощность нагрузки одной ЛЭП, МВар.

Q_{max 1}= \ (925.9²-750²)=542.9 МВар;

Q_{max 2}= V(520²-468²)=226, 6 МВар;

Расчет минимальных  нагрузок.

Активную минимальную  мощность нагрузки рассчитывают по формуле (1.4):

P_{min i}=K_{min i} * Р_{мах i}

где P_min - активная минимальная мощность нагрузки одной ЛЭП, Мет;

K_min - коэффициент минимума нагрузки

 Р_тin 4=0,79* 750=592,5 МВт;

 P_{min 2} =0,77*468=360,3 МВт.

 

 

Полную минимальную  мощность нагрузки рассчитывают по формуле                                                                                     (1.5):

S_{min i}= S_{min i} * S_{Max i}

где S_min - полная минимальная мощность нагрузки одной ЛЭП, МВА;

S_{min 1}=0,79*925,9=731,4 МВА;

S_{min 2}=0,77*520=400 MBA.

Реактивную минимальную  мощность нагрузки рассчитывают по формуле (1-6):

Q_{min i}= К_{min i} * Q_{max i}

где Q_min - реактивная минимальная мощность нагрузки одной ЛЭП, МВар.

Q_mjn 1=0,79*542,9=428,8 МВар;

Q_{min i}=0,77* 226,6= 174,4 МВар.

Результаты расчета  заносят в таблицу 1. Выбор нагрузок производят по исходным данным (cosφ, К_с и категории потребителей) и по таблице справочника [1.,с.5] и[3., с. 30] Результаты выбора заносят в таблицу 1.

 

Таблица 1 Расчет нагрузок

								Результаты расчета
U кВ	п, шт	Рн, МВт	Кс	COSφ	Максимальный  режим				Минимальный режим
					Р. МВт	S, МВА	Q, МВар		Р. МВт	S, МВА		Q, МВар
220	5	200	0,75	0,81	750	925,9	542.9		592,5	731.4		428.8
110	13	50	0.72	0.9	468	520	226,6		360.3	400		174,4

 

1.2 Выбор синхронных  генераторов

Синхронные генераторы выбирают по установленной мощности станции и ориентируясь на нагрузку РУ не имеющего прямой связи с энергосистемой. Таким образом по таблице справочника [2., с. 76], выбирают синхронные турбогенераторы, параметры которых заносят в  таблицу 2.

 

 

Таблица 2 Синхронные генераторы

Тип	Количество генераторо в	n ном об./мин	Номинальная мощность		UHOM кВ	COSφH	Iном кА	X”d	Схема Соединения	Число выводов
TBM-500-2H	2	3000	500	588.2	20	0,85	16,98	0,242	YY	9
ТВВ-400-2УЗ	1	3000	400	470,6	20	0,85	13,6	0,203	YY	9
ТВМ-110-2	3	3000	110	137,5	10,5	0,8	7,5	0,189	YY	9

 

 

1.3 Выбор двух  вариантов схем проектируемой  электростанции При составлении  двух-трех вариантов схем. Рекомендуется  менять место подключения генераторов.

 

Рисунок 1.1 - Первый вариант  схемы выдачи электроэнергии

Рисунок 1.2- Второй вариант  схемы выдачи электроэнергии

1.4 Выбор силовых трансформаторов

1.4.1 Выбор блочных трансформаторов

Блочные трансформаторы выбираются по следующим условиям:

-определение количества;

-определение места подключения;

-выбор по мощности: S_H0M > S_pac4.;

-согласование по напряжениям.

Выбор количества блочных  трансформаторов Количество блочных  трансформаторов должно соответствовать  количеству блоков «генератор-трансформатор» на данной станции. На данной станции  имеется восемь блоков, следовательно,, и восемь блочных трансформаторов.

Место подключения блочных  трансформаторов Блочные трансформаторы подключаются стороной ВН к сборным  шинам повышенного напряжения, а  стороной НН к выводам генератора (как правило блочный трансформатор  должен быть двухобмоточным, как правило  без расщепления низкой обмотки).

 

Выбор блочных трансформаторов  по полной мощности

Активную мощность собственных  нужд генератора определяют по формуле                                                                                           (3.1):

Р_{сн. г}. = (Р _сн.% *Р_{ном. г} /100) -К_{с сн},

где Р_сн % - ориентировочный процент отбора на собственные нужды принимается по таблице справочника. [ 3., с.445 ] Р_Сн.% =5%;

К_{с сн} - коэффициент спроса собственных нужд, принимается по таблице справочника [3., с. 445 ], К_схн ⁼ 0,9;

Р_{ном г} - активная номинальная мощность генератора, МВт;

Р_{сн г} - активная мощность собственных нужд генератора, МВт.

Для генератора мощностью 500 МВт

Р_{сн. г1}. =(5*500/100) 0,9=22.5 МВт

Для генератора мощностью 400 МВт

Р_{сн. г2}. =(5*400/100) 0,9=18 МВт

Для генератора мощностью 110 МВт

Р_{сн. гз} =(5*110/100) 0,9=4.95 МВт

Полную мощность собственных  нужд генератора определяют по формуле                                                                                   (3.2):

S_{сн г} =Р_{сн. г}/ cosφ_CH

где S_{CH г} - полная мощность собственных нужд генератора, МВА;

cosφ_CH - коэффициент мощности на собственные нужды.

S_{CH г1} =22.5/0.85=26.47 МВА

S_{CH г2} =18/0.85=21.1 МВА

S_{CH г3} =4.95/0.85=5.83 МВА

 

Реактивную мощность собственных  нужд генератора определяют по формуле (3.3):

Q_{сн г}= √ (S_сн.г.² - Р_сн.г. ²),

где Q_{CH г} - реактивная мощность собственных нужд генератора, МВар.

Q_{сн г 7} = √ (26.47² - 22.5²)=13.9 МВар.

Q _{сн г 2}=√ (21.1²- 18²)=11 МВар

Q _{сн г 3}= √ (5.83² 4.95²)=3.08 МВар

Реактивную мощность генератора определяют по формуле (3.4):

Q_ном.г= √ (S_сн.г.² - Р_сн.г. ²),

где Q_ном.г - реактивная мощность генератора, МВар;

S_{ном г} - полная мощность генератора, МВА.

Q_{ном.г 1}= √(588.2²-500²)=309.8 МВар.

Q_{ном.г 2}= √ (4 70.6²- 400²)=24 7.9 МВар.

Q_{ном.г 3}=√ (137.5² -110²)=82.5 МВар.

Полную расчетную мощность генератора определяют по формуле                                                                                              (3.5):

S_расч= √ (P_ном.г.- Р_сн.г.)² (Q_{ном. г.}-Q_{сн. г}.)

где S_pacч. - полная расчетная мощность генератора, МВА.

S_pacч1 =√ (500-22.5)² +(309.8- 13.9)²=561.7 МВА.

S_pacч2=V(400- 18)² +(247.9- 11)²=449.4 МВА.

S_pacч3 = V(110-4.95)² +(82.5 -3.08)²= 131.6 МВА. Таким образом выбирают трансформаторы по таблице справочника [2., с. 124], данные которых заносят в таблицу 3

 

Таблица 3 Блочные трансформаторы

 

Тип	Кол-во		Q МВА	Напряжение обмоток, кВ		Потери, кВт		uk	Цена, тыс. руб.
	1в	2в		вн	нн	Рх	Рк	%
ТНЦ-630000/220	2	2	630	242	15.75: 20:24	400	1200	12.5	14350
ТДЦ-250000/110	2	2	250	121	15.75	200	640	10,5	6375
ТДЦ(ТЦ)- 200000/220	2	3	200	242	13.8:15,75:18	130	660	11	6325
ТДЦ-200000/110	1	0	200	121	13,8	170	550	10,5	5550

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.5 Выбор рабочих и  резервных ТСН

Выбор рабочих трансформаторов  собственных нужд.

а)Количество ТСН равно количеству блоков. На данной станции восемь блоков, следовательно, необходимо восемь трансформаторов собственных нужд;

б)Место подключения: обмотки ВН к генератору обмотки НН к схеме РУ СН 6 кВ

в)Выбор по мощности:

S_ном — S_расч,.

блок 500 МВт.: S_{сн г} = S_paсч =26,47 MBA;

блок 400 МВт.; S_{сн г} = S_paсч =21,1 MBA;

блок 110 МВт.; S_{сн г} = S_paсч =5,83 MBA;

г) Согласование по напряжению:

U_ycm= U_вн

блок 500 МВт.; U_вн = 20кВ., U_HH = 6 кВ;

блок 400МВт.; U_вн = 20 кВ., U_HH = 6 кВ.

блок 110 МВт.; U_вн = 10,5 кВ., U_HH = 6 кВ.

Согласно полученным результатам  выбирают по таблице справочника [2.,с. 124] рабочие ТСН, данные которых заносят  в таблицу 4.

Таким образом выбирают по таблице справочника [2., с. 124] РТСН данные которого заносят в таблицу 4.

 

Таблица 4 Параметры ТСН  и РТСН

 

Тип	Кол-во		sH,	U обмоток, КВ		Потери, кВт		ик	Цена тыс. руб.
	1в	2в	MBA	ВН	НН	Рx	Рк	%
ТРДНС-32000/35	2	2	32000	20	6,3-6,3	29	145	BH-HH 12.7	1740
ТРДНС-25000/35	1	1	25000	20	6,3-6,3	25	115	BH-HH 10.5	1550
TMHC-6300/10	3	3	6300	10,5	6,3	8	46,5	8
ТРДНС-32000/35	2	2	32000	20	6.3-6.3	29	145	BH-HH 12,7	1740

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.6 Выбор трансформаторов  связи

1.6.1 Расчет баланса мощностей

Расчет ведется для  трех режимов

1)Режим максимальных нагрузок;

2)Режим минимальных нагрузок;

3)Аварийный режим (отключен один, самый мощный, генератор РУ) при максимальных нагрузках РУ.

Расчет баланса мощностей  для первого варианта схемы.

Баланс мощностей ведется  для каждого варианта схемы, каждого  РУ не имеющего прямой связи с энергосистемой и для всей станции в целом  по трем режимам:

-режим максимальных нагрузок;

-режим минимальных нагрузок;

-аварийный режим (отключен  один самый мощный генератор  для рассматриваемого РУ)

1.6.2 Расчет баланса мощностей для первого варианта схемы

Избыточную мощность для  РУ СН рассчитывают по формулам

S _{избыт. 1.1}=√(ΣP_н.г.-Р_max.- ΣР_сн.г.)²+(ΣQ_н.г.-Q_тах.-ΣQ_сн.г)²                                   (3.7)

S _{избыт. 1.1}=√ (510-22,59-468)²+(330,4-14,08-226,6)²=91,79МВА (избыток)

S _{избыт. 1.2}=√(ΣP_н.г.-Р_mix.- ΣР_сн.г.)²+(ΣQ_н.г.-Q_тiх.-ΣQ_сн.г)²                       (3.8)

S _{избыт. 1.2}=√ (510-22,59-360,3)²+(330,4-14,08-174,А)² =190,5 MBA (избыток)

S _{избыт.1,3}=√(ΣP_н.г.- Р_max.- ΣР_сн.г –Р _{н г max.}+ Р _{сн г max}) ²+(ΣQ_н.г.-Q_тaх.-ΣQ_сн.г+ Q _{н.г. тaх+} Q _{сн.г. тaх})²                                                                          (3. 9)

S _{избыт.1,3}=√ (510-22,59-468-400+18)²+(330,4-14,08-226,6- 247,9+11)²=391,3 MBA, (недостаток)

Расчет баланса мощностей  для всей станции

Избыточную мощность для  всей станции рассчитывают по

формулам

S _{избыт. 2.1}=√(ΣP_н.г.-Р_max.- ΣР_сн.г.)²+(ΣQ_н.г.-Q_тах.-ΣQ_сн.г)²                                  (3.10)

S _{избыт. 2.1}=√ (1730-1218-45,45)²+(1115-769,5-27,98)²=564,3 MBA (недостаток)

S _{избыт. 2.2}=√(ΣP_н.г.-Р_mix.- ΣР_сн.г.)²+(ΣQ_н.г.-Q_тiх.-ΣQ_сн.г)²                     (3.11)

S _{избыт. 2.2}=√( (1730-952,8-45,45)²+(1115-603,2-27,98f=877,2 MBA (избыток)

S _{избыт. 2.3}=√(ΣP_н.г.- Р_max.- ΣР_сн.г –Р _{н г max.}+ Р _{сн г max}) ²+(ΣQ_н.г.-Q_тaх.-ΣQ_сн.г+ Q _{н.г. тaх}+ Q _{сн.г. тaх})²                                                                  (3.12)

S _{избыт. 2.3}= √ (1730-1218-45,45-500+22,5)²+(1115-769,5-2 7,98- 309,8+13,9)²=24,23 MBA (недостаток)

 

 

 

 

1.6.4 Расчет баланса мощностей  для второго варианта схемы  Избыточную мощность для РУ  СН рассчитывают по формулам  S_{избыт. 3.1}=√(400-22,59-468)²+(247,9-14,08-226,б)² =90,8 MBA (недостаток) (3.7)

S_{избыт. 3.2}=√(400-22,59-360,3)²+(24 7,9-14,08-400)²= 167 MB А (избыток) (3.8)

S_{избыт. 3.3}=S_max=520 MBA (недостаток)                                 (3.9)

Структурная схема вариантов  станции с указанием перетоков  мощностей через трансформаторы связи, показаны на рисунках 1.3 и 1.4

 

Рисунок 1.3- Первый вариант  структурной схемы станции

Рисунок 1.4 - Второй вариант  структурной схемы станции

 

 

1.7 Выбор трансформатора  связи

1.7.1 Выбор количества

Количество согласно НТП  и ПУЭ, так как к РУ подключены потребители первой и второй категории  и данное РУ не имеет прямой связи  с энергосистемой, принимают два  трансформатора связи для бесперебойного питания и для надежной связи  с энергосистемой.

1.72 Место подключения

обмотка ВН к РУ ВН;

обмотка СН к РУ СН;

обмотка НН к обмотке  ВН РТСН.

Выбор по полной мощности

1.7.3 Выбор производят по условию:

S _{ном. AT} — S_{расч. AT,}

где S_нomAt полная номинальная мощность автотрансформатора, МВА;

S_paсчAT- полная расчетная мощность автотрансформатора, МВА.

Полную расчетную мощность определяют по формуле (3.13):

S_расч = S_{nepem. max.} / 2

где S_{nepem тах} - наибольший переток мощности через трансформаторы связи, МВА;

2 - коэффициент учитывающий  допустимую длительную перегрузки  трансформатора с масляным охлаждением  на 40%.

Первый вариант: S_{paсч AT} = S_nepem. _тах_/2 = 391,3/2 =195,6 МВА

Второй вариант: S_pacчAT = S_nepem. _тах / 2 =520/2 =260 МВА.

Таким образом по таблице  справочника [2., с. 157] выбирают трансформатор  связи и заносят в таблицу 5.

 

Таблица 5 Параметры автотрансформатора

 

Тип	Колво		Sном МВА	U обмоток кВ			Потери. КВт		ик, %			Цена тыс руб.
	1	II		ВН	СН	нн	Рх	Рk	зн-сн	вн-нн	зн-нн
АТДЦТН- 200000/220/110	2	4	200	230	121	6,3.6,6; 38,5:10,5 11	105	430	11	32	20	6750

 

 

 

 

2 Технико-экономическое  сравнение вариантов схем проектируемой  электростанции

2.1 Определение капиталовложений  в каждый из вариантов схем

Для определения капиталовложений средний коэффициенты а для пересчета  заводской стоимости в расчетную  силовых трансформаторов находят  по таблице справочника [2., с. 550]. Заводскую  стоимость трансформатора определяют по таблице 3. В учебном проектировании допускается учитывать только разные элементы схем.

Расчет капитальных  вложений ведут в табличной форме.

 

Таблица 6 Капиталовложения в строительство

 

Наименование  оборудования	Заводская стоимость, тыс. руб.	а	Расчетная Стоимость, тыс. руб.	1 вариант		2 вариант
				Количество	Σ стоимост ь т. руб	Количество	Σ стоимост ь  т. руб
ТНЦ-630000/220	14350	1,4	20090	2	40180	2	40180
ТДЦ-250000/110	6375	1,7	10837,5	2	21675	2	21675
ТДЦ(ТЦ)-200000/220	6325	1,7	10752,5	2	21505	3	32257,5
ТДЦ-200000/110	5550	1,4	7770	1	7770	-	-
АТДЦТН - 200000/	6750	1,4	9450	2	18900	4	37800
ОРУ- 220кВ	-	-	-	-	-	1	2050
0РУ-1 ЮкВ	-	-	-	1	1065	-	-
Итого:				111095		133962

 

2.2 Определение  приведенных затрат для первого  варианта Определение количества  потерянной электроэнергии для  блочных двухобмоточных трансформаторов  производят по формуле (4.2):

∆W_{БЛ i}, =Р_Х-Т+Р_к -(S_max/S_H0M)²-τ, (4 2)

где Р_х -потери холостого хода в трансформаторах, кВт;

Т -число часов  в году, Т-8760 часов;

Р_к -потери при коротком замыкании в трансформаторе, кВт;

S_max ~ наибольший переток полной мощности через трансформатор;

τ - время наибольших потерь определяем по графику справочника [2,,с. 546].

∆W _630/220 =(400* 8760+1200*(561,7/630)²-3400)=6747305_,8 кВт*ч

∆W _250/110 =(200* 8760+640*(224,5/250)²-3000)=3659105,5 кВт* ч

∆W _200/220 =(130*8760+660*(131,6/200)²-3400)=2110371,2 кВт* ч

∆W _200/110 =(170*8760+550*(131,6/200)²-3000)=2203590,6 кВт* ч

∆W _250/110 = 2*∆W _250/110= 3659105,5 2 =7318211 кВтч.

Σ∆W ₁₆ = ∆W _630/220 * 2 +∆W _200/220 *2+∆W _250/110*2+∆W _200/110

Σ∆W ₁₆ = 6747305,8*2+2110371,2*2+7318211*2+2203590,6 =27237155,6 кВт-ч

Σ∆W ₂₆ =∆W _630/220 * 2 +∆W _200/220 *3+∆W _250/110* 2

Σ∆W ₂₆ =6747305,8-2 +2110371,2 -3+7318211 =27143936,2 кВт ч Потери в обмотках автотрансформатора определяют по формуле   (4.3):

Р_кс= Р_кн =Р_н*0,5,

где Р_кв,Р_кс,Р_кн- потери в обмотках автотрансформатора, кВт; Р_кв =215 кВт-ч

Определение количества потерянной электроэнергии в трансформаторах  связи производят по формуле (4.4):

∆W_AT= (Р_х-Т+Р_Kв*(S_max.в/S_{ном в})² *τ_в+Р_кс-(S_maxC/S_номс)² -τ_с+

Р_кн*(S_max./S _ном.н )² *τ_н

где S_maxi- наибольшая нагрузка обмотки в минимальном режиме, MB А ;

S _ном.с - полная номинальная мощность обмотки автотрансформатора, МВА;

τ_в- время максимальных потерь по обмоткам автотрансформатора, МВА.

Σ∆W _at1 = 1 05-8760+215-(95,25/200)² -3400+215-(95,25/200)²-3000= 9371636,9 2=18743273,8 кВт-ч.

Σ∆W _A2T=105-8760+215(83,5/200)² -3400+215(83,5/200)²-3000= 1159645,3-4=4638581,2 кВт-ч.

Определяют суммарные  потери по формуле (4.5):

Σ∆W ₁ = Σ∆W _at+ Σ∆W _{Σ 1}

где Σ∆W _{Σ 1}- суммарные потери электроэнергии в обмотках трансформаторов, МВА;

Σ∆W ₁ =18743273,8 + 27237155,6 = 45980429,4 кВт-ч

Σ∆W ₂ =4638581,2 +27143936,2 = 31782517,4 кВт ч

Определение издержек на амортизацию  и затраты на обслуживание производят по формуле (4.6):

И_а + И _о =α-К_ст/100%

где α - нормы отчислений на амортизацию и обслуживание, % Нормы амортизационных отчислений и затраты на эксплуатацию принимают по справочнику [2., с. 548].

Общая сумма  затрат иа амортизацию и обслуживание: И_а+И_о1 =8.4-111095/100= 9331,9тыс. руб.

И_а+И_о2=8,4-133962/100= 11252,8тыс. руб.

 

 

Определение издержек на потери электроэнергии в трансформаторах  производят по формуле                              (4.7):

И_потери=β- Σ∆W ₁

где β - стоимость электроэнергии, β =30 коп/кВт ч.;

Σ∆W ₁ - количества потерянной электроэнергии в трансформаторах, кВт/ч.